Quando si cerca di recuperare terreno, aumentare il passo potrebbe non bastare. Bisogna anche sperare che i concorrenti non accelerino ulteriormente. È esattamente ciò che sta accadendo ai giganti europei dell’energia, che oggi si trovano a inseguire le loro controparti americane in un contesto di crescente pressione competitiva.
Nel secondo trimestre del 2025, Exxon Mobil ha raggiunto livelli di produzione record, arrivando a 4,63 milioni di barili equivalenti al giorno (boed), con un incremento del 6% rispetto all’anno precedente. Questo risultato è frutto della colossale acquisizione da 60 miliardi di dollari di Pioneer Natural Resources e dell’incremento di produzione nelle aree a basso costo, come il bacino del Permiano negli Stati Uniti e i giacimenti offshore in Guyana.
La compagnia texana ha dichiarato un piano di capex (spese in conto capitale) compreso tra 27 e 29 miliardi di dollari per l’anno in corso e punta ad aumentare la propria produzione a 5,4 milioni di boed entro il 2030. Secondo quanto affermato dal CEO Darren Woods, l’azienda è pronta a proseguire con nuove acquisizioni nel settore upstream per rafforzare ulteriormente la propria posizione.
Nel frattempo, anche Chevron ha raggiunto un traguardo storico con la sua più alta produzione trimestrale di sempre: 3,4 milioni di boed, in crescita del 3% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Questo risultato è stato sostenuto dall’incremento di output sia nel Permian sia in Kazakhstan. Con il completamento dell’acquisizione di Hess, avvenuta dopo una lunga disputa legale proprio con Exxon, la compagnia prevede un’ulteriore espansione della produzione fino a 500.000 boed già nel terzo trimestre.
Il quadro appare decisamente diverso in Europa.
Shell ha registrato un calo del 4,2% nella produzione, scendendo a 2,65 milioni di boed – il livello più basso degli ultimi vent’anni. Tale contrazione è attribuibile alle vendite di asset e alla riduzione degli investimenti esplorativi intrapresa nei primi anni del decennio, nel tentativo di allontanarsi dai combustibili fossili.
Anche BP ha visto la propria produzione calare, segnando un -3,3% su base annua, fermandosi a 2,3 milioni di boed. Il motivo è simile: negli ultimi anni l’azienda ha investito meno nel settore upstream, in linea con le strategie di transizione energetica avviate tra la fine degli anni 2010 e il 2023.
Solo TotalEnergies ha riportato una crescita, pari al 3,6% rispetto all’anno precedente, ma il suo livello di produzione, pari a 2,5 milioni di boed, resta comunque lontano dai numeri statunitensi.
La prospettiva per i grandi gruppi europei non è confortante. Il margine di manovra per aumentare la produzione si sta restringendo. Lo sviluppo di nuovi progetti nel settore upstream richiede tempi lunghi e investimenti massicci, e il contesto competitivo è reso ancora più difficile dalla pressione esercitata dai paesi dell’OPEC, che continuano ad aumentare l’offerta. A ciò si aggiunge l’incertezza sul futuro della domanda di petrolio, che risente della transizione energetica in corso.
Le strategie europee appaiono oggi piuttosto conservative. TotalEnergies, che tra i tre ha mantenuto l’approccio più coerente, punta a una crescita annua del 3% tra il 2024 e il 2030. BP, dopo aver abbandonato nel 2024 il piano di riduzione drastica della produzione, mira ora a mantenerla stabile tra 2,3 e 2,5 milioni di barili al giorno. Shell, invece, intende aumentare la produzione di solo l’1% l’anno fino al 2030.
Per quanto riguarda gli investimenti, Shell ha dichiarato di voler mantenere costanti le spese in conto capitale nel segmento upstream e gas integrato, fissandole tra 12 e 14 miliardi di dollari all’anno tra il 2022 e il 2028. Entro il 2027, la compagnia intende avviare circa cinque nuovi progetti, ma le riserve attuali non sembrano sufficienti a garantire una crescita sostenibile di lungo periodo. Per questo, è probabile che l’azienda debba valutare acquisizioni di asset o di altre società.
BP, da parte sua, cerca di rilanciare con nuovi progetti in arrivo, tra cui lo sviluppo del campo Kaskida nel Golfo del Messico e iniziative in Iraq. Inoltre, ha recentemente annunciato la più grande scoperta petrolifera degli ultimi 25 anni nel blocco Bumerangue in Brasile. Tuttavia, anche se il giacimento dovesse dimostrarsi commercialmente valido, richiederà anni di sviluppo e miliardi di dollari per entrare in produzione.
Se è vero che un maggiore volume di produzione non si traduce necessariamente in rendimenti superiori per gli azionisti, va anche detto che le attività upstream restano ancora oggi il motore principale dei profitti per le grandi compagnie energetiche.
Questo aspetto si riflette chiaramente nelle valutazioni di mercato. Il rapporto prezzo/flusso di cassa di Exxon è pari a 8,2, quello di Chevron è 7,7, entrambi ben superiori a quelli di Shell (5,1), TotalEnergies (4,6) e BP (3,6), secondo i dati forniti da LSEG.
In questo contesto, l’intero settore energia sta lottando per attrarre capitali. La sua quota nell’indice S&P 500 è oggi inferiore al 5%, in netto calo rispetto al picco del 16% raggiunto nel 2008. Questo declino riflette anni di rendimenti deludenti, volatilità dei prezzi dell’energia e pressioni ambientali crescenti.
Le aziende europee hanno cercato di adattarsi, puntando su efficienza operativa, contenimento dei costi e una crescita misurata della produzione dopo anni di investimenti contenuti. Tuttavia, questo sforzo potrebbe rivelarsi insufficiente.
Anche qualora riuscissero ad aumentare la velocità, i campioni europei dovrebbero comunque confrontarsi con concorrenti americani che non stanno affatto fermi. Exxon e Chevron non solo sono già molto avanti, ma stanno continuando ad accelerare.
Per Shell, BP e TotalEnergies, la rincorsa potrebbe essere già fuori tempo massimo.
